單筒雙井與批量鉆井技術在南堡1-3導管架的應用

劉永輝

（中國石油冀東油田分公司鉆采工藝研究院，河北 唐山 063004）

0 引言

單筒雙井技術即在1個井筒（隔水導管）內(nèi)鉆2口井的技術。海上叢式井平臺大規(guī)模應用單筒雙井技術，存在著井口間距小、井眼碰撞風險高、多組單筒雙井布局施工難度大等問題。國內(nèi)自2000年渤海油田成功引進應用單筒雙井技術以來，該技術取得了較快發(fā)展，井口槽得到高效利用。早期單筒雙井技術采用雙井井口系統(tǒng)，將主井眼分成2個分支井眼，一開表層鉆進直井眼，下入2串套管，固井水泥返至海底泥面，然后根據(jù)靶點坐標，在二開鉆進中以不同造斜點和造斜率向各自方向鉆進[1-2]。根據(jù) 2 個分支井眼表層套管尺寸，分為對稱單筒雙井和非對稱單筒雙井結構[3]。文昌13-2油田、渤海油田根據(jù)需要又發(fā)展了表層造斜技術[4-7]，但同樣是一開表層下2串套管，在二開實現(xiàn)分離。2014年占位鉆具鉆井技術開始應用，實現(xiàn)了單筒雙井表層井眼軌跡鉆出隔水導管管鞋后分離，極大地提高了單筒雙井表層鉆井的靈活性[8-10]。

冀東油田南堡1-3區(qū)東一油藏是典型的反向屋脊斷塊油氣藏，油氣沿斷層高部位富集，油層層數(shù)多，厚度大，如果建設導管架沿斷棱占高點鉆井，相比利用南堡1-1人工島鉆井，可大幅增加鉆遇油層厚度與層數(shù)。該區(qū)塊計劃整體部署15口井，為降低鉆井成本，在冀東油田首次大規(guī)模應用了單筒雙井技術[2]。本文在南堡1-3導管架應用了小間距密集井口整體防碰、單筒雙井、批量鉆井以及表層安全鉆井等技術，為同類型導管架密集井口作業(yè)提供了參考。

1 單筒雙井密集井口整體規(guī)劃

1.1 單筒雙井表層套管關系選擇

根據(jù)2個分支井眼的表層套管關系，單筒雙井技術可分為2種：一是一開大井眼下2口井的表層套管，套管下深相差30 m以上，即在表層2口井下入1個井眼，二開開始分離；二是2個分支井眼在表層分別鉆井、分別下套管，2個分支井眼在表層就開始分離。

單筒雙井導管架鉆井平臺井口規(guī)劃建設，既要考慮平臺建設面積盡量小，也要考慮密集井口上部井段鉆井防碰難度。若采用第1種方法，2口井的表層套管下入到1個井眼，則這2口井的表層井眼軌跡是一致的，互相之間是牽制關系，對于南堡1-3導管架密集叢式井平臺，上部井段整體防碰設計難以實現(xiàn)。如果能在表層井段實現(xiàn)井眼軌跡獨立[5]，即采用第2種方法，單筒雙井內(nèi)的2口井表層套管段軌跡可各自朝任何方向進行調(diào)整，這將大幅降低密集叢式井口整體防碰設計難度。基于整體防碰、地質(zhì)部署與滾動實施的需要，南堡1-3導管架單筒雙井鉆井采用了第2種方法。

1.2 井口布局及整體防碰規(guī)劃

南堡1-3區(qū)區(qū)域水深5～7 m，采用中油海7號自升式鉆井平臺施工。綜合考慮實施井數(shù)、鉆井平臺鉆機移動覆蓋范圍，采用了3×3的井口槽布局，井口槽間距為2.2 m×2.7 m，其中單筒雙井井口槽6個，同一井口槽內(nèi)2口井中心連線與井口槽間的中心連線呈45°角，可方便采油操作，如圖1所示。

圖1 導管架井口布局示意

海上密集叢式井平臺鉆井防碰風險主要集中在上部井段，井口選擇要符合總體施工難度適中、防碰風險最小的設計原則：按照對應地質(zhì)靶點分區(qū)使用井口[7]；單筒雙井2口井預造斜方位夾角大于5°，造斜方位線水平投影呈輻射狀分布[9]；鄰井造斜點為深度差20～30 m的階梯形；同井筒內(nèi)的2口井，優(yōu)先實施造斜點淺的井，后實施造斜點深的井。

為減少預造斜井段工作量，在滿足防碰要求的情況下，有4口井減少了預造斜設計井段。各井口上部井段整體防碰軌道設計參數(shù)如表1所示。

表1 上部井段整體防碰軌道設計參數(shù)

2 單筒雙井井身結構設計

2.1 井身結構

為滿足采油工藝要求，設計采用φ177.8 mm油層套管完井。該區(qū)地層為正常溫壓系統(tǒng)，結合完鉆井情況，設計二開井身結構為φ339.7 mm表層套管+φ177.8 mm油層套管。海上單筒雙井φ339.7 mm表層套管一般采用 φ393.7 mm 或 φ406.4 mm 井眼[8-10]，而單筒單井多采用 φ444.5 mm 井眼[11-12]。 為增加水泥環(huán)厚度，保障單筒雙井的表層套管及油層套管固井質(zhì)量，設計鉆頭程序為φ406.4 mm鉆頭+φ241.3 mm鉆頭。

2.2 導管

單筒雙井中2個分支井的表層套管都為φ339.7 mm，一般都采用φ914.4 mm導管錘入地層。在實際應用時，第2口井表層套管鉆井及下入過程中，容易掛碰第1口井的表層套管，影響下入速度。若錘入導管不垂直或第1口井一開井眼出導管時偏向?qū)Ч苤行?，則影響更大[2]。 因此，導管尺寸從常規(guī)的 φ914.4 mm×38.0 mm優(yōu)化為非標φ925.0 mm×38.0 mm，增加了很大的空間，其配套的套管懸掛雙孔基座尺寸如圖2所示。雙孔基座的最小孔徑為412.0 mm，滿足一開φ406.4 mm鉆頭和φ406.0 mm套管扶正器下入的需要。1個井筒內(nèi)的2口井眼中心孔距為437.0 mm，φ339.7 mm表層套管外徑為365.1 mm，因此，2口井表層套管接箍理論間距為71.9 mm，套管扶正器對應間距為31.0 mm。

圖2 套管懸掛雙孔基座尺寸

3 批量鉆井與單筒雙井鉆井實例

單筒雙井與批量鉆井技術相結合是提高海上鉆井平臺鉆井效率的重要途徑。因淺部地層承壓能力低，表層套管固井時，小間距鄰井導管鞋易井漏。因此，在表層批量鉆井的各井之間要間隔1個以上井口槽。

3.1 批量鉆井

批量鉆井是在同一叢式井平臺，布置一定數(shù)量的相似井，使用可移動鉆機和輔助設備，采用相同鉆完井工藝，以流水線作業(yè)方式進行一批相似井的相同工藝井段的連續(xù)化施工。

南堡1-3導管架第1口評價井S6完鉆后，開始第1 組批量鉆井作業(yè)，有 S1-2，S4，S5，S9-2 共 4 口井，期間增加了S6，S9-2井的投產(chǎn)作業(yè)。第2組批量鉆井有S1-1，S3-2共2口井。其施工順序如表2所示。在各開次固井候凝期間，鉆機可移動到下一井位進行施工，節(jié)約鉆機時間。完鉆井的平均鉆井周期為14.3 d，相比同區(qū)域的南堡1-5導管架批量鉆井縮短了14.46%[13]。

表2 批量鉆井施工順序

3.2 單筒雙井占位鉆具鉆井

單筒雙井施工工藝重點在表層一開，二開鉆完井及后續(xù)施工與常規(guī)海上鉆井相同。S1-1井與S1-2井共用1個井口槽，以此為例介紹施工情況。

3.2.1 一開井眼準備

首先，清掃導管。隔水導管采用了樁錘打入法施工，導管內(nèi)存在淺層疏松的黏土及散砂，正式開鉆前應掃眼清理導管。掃眼鉆具組合為：φ660.4 mm鉆頭+浮閥+轉(zhuǎn)換接頭+φ203.0 mm鉆鋌×3根+轉(zhuǎn)換接頭+φ139.7 mm加重鉆桿×15根+φ139.7 mm鉆桿。掃眼鉆時控制在2 min/m左右，利用水力沖刷作用沖刷導管內(nèi)軟地層泥沙，掃眼至導管鞋以上1～2 m處。掃眼至設計深度后，用海水循環(huán)1周，泵入20 m3高黏鉆井液，循環(huán)攜砂充分清洗井眼。然后，安裝雙孔基座。雙孔基座是單筒雙井的基礎，其2個孔的中心連線與同排導管中心連線呈一定角度，安裝時必須按圖紙規(guī)劃的角度進行。S1-1井下入占位鉆具后，S1-2井口安裝升高短節(jié)等設備，準備進行S1-2井表層鉆井。

3.2.2 S1-2井一開鉆進、固井

表層井眼軌跡安全預分離是密集井鉆井的關鍵，現(xiàn)場采用了隨鉆測量工具（MWD）監(jiān)測，出導管鞋后，利用重力高邊進行防碰井段方位控制。

為保障造斜率及S1-1，S1-2井表層井眼軌跡快速分離，采用1.5°大彎角鉆井組合：φ406.4mm鉆頭+φ244.0 mm 1.5°螺 桿+φ203.0 mm 浮 閥+φ203.0 mm MWD+φ203.0 mm無磁鉆鋌×2根+φ203.0 mm鉆鋌×3根+轉(zhuǎn)換接頭+φ139.0mm加重鉆桿×10根+φ139.0mm鉆桿。

首先，一開鉆進中，為盡快實現(xiàn)表層軌跡分離，出導管鞋后在119.6 m即開始預造斜，預造斜井段利用MWD重力高邊指示方位，預造斜結束后利用磁性工具面控制方位。實鉆預造斜井段最大井斜角為4.77°，方位角在328.24°～358.57°。淺部地層松軟，要密切監(jiān)測實鉆井眼軌跡情況，防止井眼軌跡偏離設計軌道。在鉆進的同時，利用S1-1井的占位鉆具循環(huán)鉆井液，輔助隔水導管內(nèi)攜屑。然后，下入φ339.7 mm表層套管并注水泥固井，固井結束后坐S1-2井懸掛器，安裝套管頭，完成S1-2井一開作業(yè)。S1-2井表層套管在隔水導管內(nèi)的部分及S1-1井全部表層套管在入井前都進行了接箍倒角處理。S1-2井采用常規(guī)固井，通過占位鉆具進行循環(huán)控制水泥返高，水泥面最佳控制位置在導管鞋以上5～6 m。S1-2井實際水泥返高95 m，距導管鞋18 m。接著，移至下個井位（批量鉆井無鉆機固井候凝），這時可起出S1-1井的占位鉆具。但批量鉆井作業(yè)時，距離該井口的S1-1井施工尚有一定的時間，因此，好的做法是在進行S1-1井施工時再起出占位鉆具。最后，按第1組批量鉆井施工順序進行施工。

3.2.3 S1-1井一開鉆進、固井

S1-1井鉆具組合及工藝同S1-2井。出導管鞋后在S1-2井預造斜點以下5 m左右開始預造斜，實鉆預造斜井段最大井斜角7.84°，方位角217.85°～233.14°。S1-2，S1-1井預造斜段實鉆軌跡與設計參數(shù)有差距（見表1），但起始點造斜方位及斜井段方位控制滿足防碰的需要。S1-1井一開鉆進時，與S1-2井重合段的轉(zhuǎn)速要控制在10 r/min，以減小大彎度馬達復合鉆進時鉆頭對S1-2井套管的磕碰與沖擊。防碰井段每5 m測斜。完鉆后下套管固井，水泥漿返至設計井深。

3.2.4 二開鉆完井

2口井的二開鉆完井與常規(guī)海上鉆完井相同，最終的井身結構如圖3所示。

圖3 S1井口槽實鉆井身結構示意

4 結論

1）單筒雙井+密集叢式井整體防碰設計能減小平臺建造規(guī)模，提高井口槽利用效率，并減少鉆井投資，進而提高開發(fā)效益。

2）占位鉆具的應用，使得1個井筒內(nèi)的2個分支井眼可以在表層實現(xiàn)安全分離。單筒雙井內(nèi)的2口井不宜進行表層連續(xù)批量鉆井，為發(fā)揮單筒雙井與批量鉆井的綜合優(yōu)勢，應同時部署和實施2口井以上，且各工序銜接要間隔1個以上井口槽。

3）表層軌跡在上部井段安全快速分離，是占位鉆具單筒雙井鉆井的關鍵環(huán)節(jié)。實踐表明，實鉆軌跡與設計軌道有一定差距，預造斜段參數(shù)與軌跡精細控制仍然需要繼續(xù)研究。

致謝冀東油田分公司鉆采工藝研究院書記兼副院長朱寬亮對本文提出了重要意見和建議，鉆采工藝研究院李睿協(xié)助處理了軌道防碰設計數(shù)據(jù)，中油海7號鉆井平臺雷云軍等提供了現(xiàn)場施工咨詢，在此一并表示感謝!